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总体而言,我们预计到2018年年底中国的海上风电装机容量将同比增长68%至4.7GW (截至今年8月底:3.1GW),于2019年和2020年分别增加至8.2 和11.2GW。准备项目较多的省份包括广东(11GW) ,江苏(6.7W)和浙江(5.6GW)等(图7和9)。
竞价的影响有限,但持续增加的市场化交易将继续对平均电价构成压力
回顾2018年5月,国家能源局发出通知要求陆上和海上风电项目的审批从2019年开始通过竞价机制进行,取代现有的I-IV区标杆上网电价。虽然这标志着向平价上网迈出了重要一步,但我们预计至少在未来2 - 3年内不会出现大规模的竞价,出于以下原因:
主要营运商已经拥有大量已获取审批的项目。例如,截至2018年第3季度末,龙源和华能新能源分别拥有7.5GW和3.8GW的已审批项目,这些项目都不受竞价机制影响,并预计在未来1 - 2年内投运。我们认为这些项目已足以让他们至少在2020年之前维持其产能扩张目标。
母公司的潜在资产注入。国内主要风电场运营商是国有企业,其母公司持有丰富的可再生能源资产,未来很可能会注入上市公司(图10)。
我们认为2019年开始实施的竞价对风电项目的平均电价影响不大,但由于市场化交易持续增加的关系,运营商可能会看到未来几年平均电价会有一个缓慢下降的趋势。中随着电力市场改革继续推进,我们预计市场化交易比例将从2017年的26%增加到2018年的40%。市场化交易下的平均电价通常低于标杆电价。据彭博新能源财经称,今年1季度风电市场化交易的价格一般比标杆电价折让18.5%。随着市场化交易持续增长的趋势,我们预计未来几年风电运营商的平均风电价格将逐步下降。我们在对主要运营商的财务预测中假设其平均电价每年下降2-3%。
可再生能源配额制将在年底前完成并于明年生效
国家发改委于今年9和11月公布了可再生能源配额制(“RPS”)的第2和第3稿。经过几轮咨询,我们预计可再生能源配额制将在年底前完成,特别的是该文件由国家发改委和国家能源局共同签署,而不是像第一稿中单独由能源局签署,故我们认为更新版本具有更强的执行性。总体而言,我们认为可再生能源配额制对可再生能源行业有利,原因如下:
每年每个省都设定了一个可再生能源消耗目标。三种类型的实体将负责实现目标:1)电网公司; 2)配电和售电公司; 3)从自备电厂从或市场交易中获取电力的工业公司。我们认为,该目标将激励这些公司在每个省采购更多的可再生能源,从而提高可再生能源的利用率并缓解其限电问题。
引入绿色证书用于评估可再生能源配额制中的要求。绿色证书的角色在第三稿文件有所淡化,但绿证仍然用于对不同实体进行可再生能源配额制中考核的工具,其中1分证书相当于1MWh的可再生能源。虽然目前绿色证书的价格仍然存在不确定性,但我们认为更多的绿证交易将够缩小未来可再生能源基金的缺口。
现有项目的电价保持不变,运营商的现金流状况将获改善。任何以绿色证书交易的可再生能源电价的差额将由可再生能源基金补偿。而出于绿色证书的还款时间较补贴短,我们认为这将改善运营商的现金流量状况。
上游市场的价格竞争仍在继续,削弱了风机制造商的盈利能力
我们注意到中国1.5-2.0MW风电装机的招标价格在18年上半年急剧下滑,并于9月份下跌至接近3,000元/千瓦。招标价格的暴跌主要是由于平均电价降低导致运营商对价格和发电效率比以前更敏感,继而引发风机制造商之间的价格竞争。根据我们了解,有部分开发商更要求重新协商早期的风机订单来应对价格波动。目前价格压力在整个供应链中传递。
虽然金风科技在其第3季度业绩中表示风机招标价格已在9月份稳定下来,但由于风机销售收入在装机交付时才确认,故通常需要12-18个月的时间才能反映在其收益表中,所以我们认为制造商会在2019年承受持续的利润率挤压。
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